CC BY
159
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
Ю.В. Синяк
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОРОДА В СИСТЕМАХ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ;
В статье рассмотрены возможности использования водорода, получаемого на базе природного газа, в топливных элементах в системах децентрализованного электро- и теплоснабжения. Определены условия конкурентоспособности новой технологии по сравнению с централизованными системами и децентрализованными на базе мини-ТЭЦ с газотурбинными или газопоршневыми двигателями. Показано, что системы на базе топливных элементов, использующие природный газ в качестве топлива, не являются энергосберегающими технологиями, но позволяют сократить выбросы углекислого газа и других загрязнителей в окружающую среду. Массовое применение топливных элементов в децентрализованных системах энергоснабжения возможно только при снижении их стоимости менее 100 долл./1&т.
Ожидаемые сдвиги в энергоснабжении мира и России в первой половине XXI в. Контуры энергетики будущего сегодня формируются в процессе постепенной трансформации энергетики, основанной на ограниченных ресурсах органического топлива, в энергетику на базе неисчерпаемых, возобновляемых энергоресурсов2. Общее видение мировой энергетики в первой половине текущего столетия основано на следующих положениях:
- располагаемый потенциал органических топлив и нетрадиционных энергоресурсов вполне достаточен для решения энергетических проблем на протяжении обозримой перспективы;
- скорость перехода к неисчерпаемым источникам энергии будет регулироваться экономическими и экологическими факторами. При этом обеспечение энергоносителями транспорта является наиболее проблематичным по сравнению с другими сферами энергопотребления;
- цены на традиционные энергоресурсы будут иметь неуклонную тенденцию к росту, несмотря на временные изменения как в одну, так и в другую сторону под влиянием глобальных факторов случайной природы. Такая динамика определяется истощением дешевых месторождений, переходом к разработке запасов с худшими горно-геологическими условиями залегания и удаленных от центров основного потребления энергоресурсов. Одновременно следует ожидать сокращения затрат на новые источники энергии, повышения их эффективности и надежности. В свете этих тенденций следует ожидать, скорее, стабилизации мировой цены нефти на уровне 60-70 долл./барр. (в долларах 2000-2005 гг.), определяемой стоимостью производства синтетических топлив на базе угля, природного газа или биомассы, чем ее неуклонного роста. В свою очередь цена газа будет следовать за поведением цен на жидкое топливо, хотя по мере развития торговли сжиженным природным газом и образования под влиянием этого фактора мирового рынка природного газа, произойдет отрыв цен на природный газ от цены нефти. Но и для природного газа цены будут иметь «потолок», определяемый стоимостью производства, транспорта и использования заменителей природного газа как энергоносителя (электроэнергии
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 06-02-00124а).
2 Впервые этот тезис был выдвинут и обоснован в конце 1970-х годов в работах коллектива ученых под руководством акад. М.А. Стыриковича [1].
на базе ядерной энергии или возобновляемых источников, водорода и др.), стоимость которых будет снижаться по мере их освоения и развития. При этом неизбежное включение в цены энергоносителей экологической ренты приведет к постепенному сокращению использования «грязных» топлив, на смену которым приходят более «чистые» энергоносители;
- социально-экономический прогресс в развивающихся странах, плохо обеспеченных собственными дешевыми энергоресурсами и не имеющих средств для создания капиталоемкой энергетической инфраструктуры, в течение длительного времени будет неразрывно связан с ростом душевого потребления энергии, что может стать источником дополнительных политических рисков;
- возрастает значимость фактора защиты окружающей среды при разработке и реализации долгосрочных стратегий и проектов развития энергетики, что уже в ближайшее время найдет отражение в системах ценообразования и налогообложения;
- для традиционных центров потребления энергоресурсов (ЕС, США) будут, вероятно, характерны снижающиеся темпы роста спроса на них, что определяется как усилением энергосбережения, так и невысокими в общем темпами экономического развития;
- глобализация мировой экономики приведет к усилению процесса вывода энергоемких производств из развитых стран в развивающиеся;
- фактор долгосрочной безопасности снабжения энергией становится приоритетным. В связи с этим, вероятно, обострится соперничество крупных держав за контроль над дешевыми энергоресурсами, в отношении которых наметились признаки исчерпания (сегодня это традиционная нефть, к середине века, возможно, станет газ);
- следует ожидать формирования новых мировых рынков энергоресурсов, в частности природного газа. Становление этого рынка связано с развитием инфраструктуры сжижения газа, что обеспечит необходимую гибкость поставок, «отвязывая» их от трубопроводных маршрутов. В связи с постепенной концентрацией потребления жидких углеводородов в процессах транспорта следует ожидать перехода к новой концепции ценообразования на рынке газа, не привязанной к рынку нефти, как это имеет место в настоящее время;
- электрификация всех сфер жизни как фактор роста производительности труда, социального развития и защиты окружающей среды получит опережающее развитие. Около 50% всех инвестиций в мировой энергетический комплекс будет приходиться на электроэнергетику;
- наряду с развитием систем дальнего транспорта энергии усилится тенденция к децентрализации энергоснабжения за счет приближения источников энергии к местам ее потребления;
- получат ускоренное распространение технологии, направленные на повышение эффективности использования энергии, сырья и материалов и сокращение загрязнения окружающей среды. Переход к устойчивому развитию энергетики в мире будет невозможен без крупных технических прорывов в сфере производства и потребления энергоресурсов.
В предстоящие десятилетия в центре энергетических стратегий всех развитых стран (США, Европейский Союз, Япония и др.) оказываются вопросы безопасности энергоснабжения и снижения выбросов тепличных газов. В связи с приближением добычи нефти (а через несколько десятилетий - и газа) к предельному уровню по обеспеченности запасами с неизбежным ее снижением в дальнейшем развитые страны предпринимают массированные политические акции по обеспечению гарантированных поставок нефти и газа на свои внутренние рынки. При этом США используют прежде всего силовые методы для обеспечения контроля над запасами нефти (например, в Ираке; в дальнейшем возможны подобные акции в других ре-
гионах мира). ЕС осуществляет более умеренные шаги, предпочитая договоренности с Россией по вопросам будущих поставок нефти и газа.
Поскольку в перспективе напряженность с обеспечением нефтью и газом будет нарастать, развитые страны приступили к развертыванию производства заменителей нефти и газа при условии, что одновременно будут сокращаться выбросы углерода в окружающую среду. Среди наиболее вероятных претендентов на решение этой задачи выступает водород. Затраты на исследования по водородной энергетике в последние годы достигают сотен миллионов долларов в год.
Свойства водорода и его изученность делают его привлекательным для решения глобальных проблем энергетики мира в XXI в. Прежде всего - это экологически чистый энергоноситель. Производство водорода может быть обеспечено на базе широкого круга энергоресурсов, включая возобновляемые источники энергии. Водород может производиться как на крупных централизованных установках, так и в условиях децентрализованного энергоснабжения. Особенно многообещающие перспективы связывают с использованием водорода в транспортных средствах, где применение других энергоносителей, альтернативных углеводородному топливу, оказывается малоэффективным или чрезвычайно дорогим. Накоплен достаточно большой опыт работы с водородом в условиях химических производств, в нефтепереработке, космической технике и других областях, который подкреплен обширной статистикой безопасности работы с этим материалом (правда, в рамках специфического круга потребителей).
Создание водородной энергетики позволит решить многие задачи долгосрочного снабжения гарантированной и чистой энергией. Водород является высокотехнологичным энергоносителем, освоение которого основано на самых передовых достижениях науки как фундаментальных, так и прикладных направлений. Это открывает возможности для широкого научно-технического прогресса и ставит страны, участвующие в этом освоении, в разряд высокоразвитых.
Для России участие в процессе освоения водородной энергетики представляет определенную проблему. В отличие от развитых зарубежных стран вопрос энергетической безопасности не стоит для нее так остро, поскольку природные запасы нефти и газа вполне позволяют в долгосрочной перспективе строить свою энергетическую стратегию на базе традиционных энергоресурсов. Кроме того, угрозы загрязнения атмосферы в России носят преимущественно локальный характер в связи с большой территорией и относительно малой плотностью населения, а в городах они достаточно эффективно устраняются хорошо известными методами. В таких условиях участие в освоении водородных технологий, казалось бы, не является приоритетной задачей. Считается, что в случае необходимости через несколько десятилетий можно будет быстро наверстать отставание от высокоразвитых стран Запада. Однако такая точка зрения чрезвычайно опасна, так как приводит к значительному отставанию научной базы страны. Сегодня Россия уже не является лидером в части передовых научных исследований, а через 10-15 лет ее научный потенциал может быть в значительной степени утрачен.
Водород как энергоноситель: плюсы и минусы. Водород - самый легкий и широко распространенный элемент во вселенной. Однако он редко встречается в чистом виде на Земле. Преимущественно распространены соединения водорода с другими элементами, например, в виде воды (Н2О), метана (СН4) или других углеводородов (СпНт). Уголь может содержать водород в размере 2-6% от веса. Энергосодержание водорода в пересчете по весу очень высокое: 1 кг водорода эквивалентен 2,1 кг природного газа или 2,8 кг бензина. Но в пересчете на единицу объема он имеет наименьшее энергосодержание: 1 л водорода в газообразной форме при атмосферном давлении содержит 2,8 ккал, в сжиженном виде 2030 ккал по
сравнению с почти 5000 ккал для 1 л природного газа или 7534 ккал для бензина. Для того чтобы повысить энергосодержание единицы объема или веса водорода приходится его переводить в сжиженную форму. Это требует больших затрат энергии (охлаждение до -253оС) или сжатия до высоких давлений (300-500 атм. и более) и делает трудным его хранение и транспортировку.
Водород подобно электроэнергии является энергоносителем, но не энергоресурсом, поскольку он не существует в естественном виде в природе. Получение водорода основано на использовании сырья: воды, углеводородов или других природных материалов, содержащих водород в связанном виде. Производство водорода требует затрат энергии, получаемой из других источников: возобновляемых видов энергии (гидроэнергии, энергии ветра или солнца, биомассы), сгорания органического топлива, ядерной энергии. Энергосодержание водорода всегда меньше энергии, затраченной на его производство, а коэффициент полезного действия (КПД) процессов получения водорода составляет от 20 до 80%.
При сгорании в воздушной среде водород образует воду. Поэтому считается, что водород является экологически чистым топливом, хотя в действительности это не точное утверждение, так как выбросы загрязняющих веществ могут происходить не на конечной стадии использования водорода, а в процессе его производства, транспорта и хранения. Лишь в комбинации с ядерной энергией или возобновляемыми источниками энергии водород может рассматриваться как достаточно «чистый» энергоноситель. В способах производства водорода доминирует реформинг метана (почти 50%), около трети производится в нефтепереработке, 18% -путем газификации угля и только 4% - электролизом воды [2].
Водород воспламеняется при концентрации от 4 до 74,5% (возгорание метана происходит при концентрациях от 2,1 до 9,5%), хотя взрывные концентрации для водорода значительно выше, чем для природного газа (между 18,3 и 59% в концентрации с воздухом для водорода, по сравнению с 6,3-14% для метана) [3]. Применение водорода заставляет по-новому подходить к выбору материалов, контактирующих с этим элементом, так как водород легко вступает в реакцию со многими металлами, вызывая их водородную хрупкость.
В настоящее время водород используется в основном для производства химических продуктов, а не как энергоноситель. В 2003 г. мировое производство водорода оценивалось более чем в 40 млн. т. Около 60% было использовано для производства аммиака, 27% - в нефтепереработке, около 10% - в производстве метанола. Более 7,5 млн. т водорода было произведено в США, около 3 млн. т - в Канаде, 5,3 млн. т - в Западной Европе. Стоимость продаж водорода в 2003 г. составила 715 млн. долл. [4].
Накоплен определенный технологический опыт транспорта и хранения водорода. Общая протяженность водородных трубопроводов в мире составляет более 15 тыс. км (большинство из них - в США); крупнейший трубопровод протяженностью 400 км под давлением 100 атм. соединяет Антверпен (Бельгия) с Нормандией (Франция) [5].
Учитывая серьезные проблемы с созданием инфраструктуры водородной энергетики и эффективными способами производства и использования водорода, представляется, что переход к водородной энергетике может быть осуществлен поэтапно: от первоначального базирования на органических топливах (природный газ и уголь) к «чистым» способам на базе ядерной энергии (централизованное производство водорода) и возобновляемых источников энергии (децентрализованное производство).
Основные перспективы водорода как энергоносителя связаны с использованием топливных элементов. Топливный элемент является электрохимическим источником электрического тока, в котором осуществляется процесс прямого превращения энергии топлива и окислителя, поступающих к электродам, непосредственно в электриче-
скую энергию, минуя традиционные процессы горения топлива, сопровождающиеся большими потерями энергии. Подобно электрическим аккумуляторам, топливные элементы преобразуют энергию химических реакций непосредственно в электроэнергию. Но в отличие от аккумуляторов, которые должны заряжаться периодически, топливный элемент может работать непрерывно за счет подвода реагентов извне. Так как преобразование тепла в работу в таких установках отсутствует, то их энергетический КПД значительно выше, чем у традиционных тепловых машин, и может достигать 85-90%. Большинство типов топливных элементов работает на водороде, получаемом различными путями, но существуют прототипы, которые позволяют использовать непосредственно углерод или его окись, углеводороды.
Между тем для того, чтобы водород стал массовым коммерческим энергоносителем, необходимо, по крайней мере, на порядок снизить стоимость его производства и на два порядка - стоимость устройств для его использования. На решении этих двух задач сейчас сконцентрированы все усилия разработчиков водородных технологий.
Виды, параметры и области возможного использования топливных элементов (краткий обзор). Топливный элемент (ТЭ) был изобретен более чем 160 лет тому назад (1837 г.). Эта технология старше, чем двигатель внутреннего сгорания или электрический аккумулятор. Однако активное развитие технологий использования ТЭ началось после Второй мировой войны в связи с развитием космической техники. Для спутников и других космических аппаратов требуется энергия, которая должна производиться компактными и надежными источниками энергии. В 1960-х годах специалисты НАСА выбрали ТЭ в качестве источника энергии для космических кораблей в программах «Apollo» (пилотируемые полеты к Луне), «Apollo-Soyuz», «Gemini» и «Skylab». На корабле «Apollo» были размещены три установки мощностью 1,5 кВт (пиковая мощность 2,2 кВт), использующие криогенный водород и кислород для производства электроэнергии, тепла и воды. Масса каждой установки составляла 113 кг. В настоящее время ТЭ применяются в космических кораблях многоразового использования «Space Shuttle», где используются три установки мощностью 12 кВт, которые вырабатывают всю электрическую энергию на борту космического корабля. Вода, получаемая в результате электрохимической реакции, используется в качестве питьевой, а также для охлаждения оборудования.
В России первые исследования по ТЭ также начались в 1960-е годы. РКК «Энергия» с 1966 г. разрабатывала ТЭ для советской лунной программы. С 1987 по 2005 г. «Энергия» произвела около 100 ТЭ, которые наработали суммарно около 80 тыс. час. Во время работ над программой «Буран», исследовались щелочные ТЭ. На «Буране» были установлены ТЭ суммарной мощностью 10 кВт. В 1970-1980-е годы НПО «Квант» совместно с рижским автобусным заводом разрабатывали ТЭ для автобусов. Прототип автобуса на топливных элементах был изготовлен в 1982 г. В 1989 г. Институт высокотемпературной электрохимии (Екатеринбург) произвел первый твердооксидный ТЭ мощностью 1 кВт. В 1999 г. АвтоВАЗ начал работы с топливными элементами. Однако в 1990-х годах, когда в мире начался бум в области исследований водородной энергетики и топливных элементов, многие работы были свернуты. Лишь в последние годы наметился некоторый сдвиг в лучшую сторону, когда к финансированию водородной проблематики подключился бизнес. В конце 2003 г. было подписано соглашение между Российской академией наук и ГМК «Норильский никель», предусматривающее развитие поисковых, научноисследовательских и опытно-конструкторских работ по водородной энергетике и топливным элементам в России.
4б
Существует множество ТЭ, принципиально различающихся составом электролита, требованиями к рабочему агенту, параметрами процесса. Основные типы топливных элементов приведены в табл. 1 [6, 7].
Таблица 1
Типы топливных элементов и их параметры
Тип ТЭ Рабочая температура, Со Электролит Топливо Основные характеристики КПД, % Потребители
ТЭ на протонообменной мембране (PEM), имеются прототипы ниже 1GG Полимерная мембрана Водород, метан, метанол, бензин Мощность от 1 Вт до 250 кВт; стоимость: 1100-4000 долл./кВт 40-б0 Автомобили, портативные устройства
Твердооксидные ТЭ (SOFC), имеются прототипы 5GG-1GGG Циркониевая керамика Водород, углекислый газ, метан Мощность от 200 кВт до 400 МВт , требует постоянной нагрузки; стоимость: 700-2000 долл./кВт 50-б5 Стационарные системы электро- и теплоснабжения
ТЭ на основе карбонатов (MCFC), в стадии демонстрации 6GG-8GG Карбонат лития или калия Водород, окись углерода Мощность от 2 до 400 МВт, требует постоянной нагрузки; стоимость: 600-1000 долл./кВт 50-б0 Стационарные системы электро- и теплоснабжения
Кислотный ТЭ (PAFC), коммерчески освоены 1б0-210 Фосфорная кислота Водород; содержание окиси углерода и серы до 1-2% Мощность от 50 кВт до 400 МВт, стоимость: 1000-3000 долл./кВт 4G-5G Электроснабжение, автобусы
Щелочной ТЭ (AFC), освоенная технология в отдельных сферах потребления 5G-1GG Гидроксид калия Водород Мощность:от 50 до 100 кВт 45-б0 Космическая техника, подводный флот
Метанольный ТЭ (DMFC), имеются прототипы 6G-13G Полимерная мембрана Смесь воды с метанолом, этанолом Мощность: менее 10 кВт 4G Миниатюрные приборы, телефоны, компьютеры
Регенеративный ТЭ (RFC), в разработке 100-120 Замкнутая система разложения воды Вода Требует дешевой энергии Стационарные устройства(в стадии разработки)
ТЭ типа РЕМ наиболее привлекательны: они работают с эффективностью 4060% при температурах 50-100оС, используют ионообменную мембрану в качестве электролита, требуют применения дорогостоящих платиновых катализаторов на аноде и катоде. Съем мощности у этих ТЭ очень высокий (3,8-13,5 кВт/кв. м). В связи с низкими рабочими температурами требуется установка дополнительного внешнего устройства для реформинга углеводородов, что увеличивает стоимость установки. ТЭ типа РЕМ устойчиво работают в переменных режимах нагрузки и имеют короткий срок выхода в рабочее состояние (1-3 сек.). Эти свойства ТЭ типа РЕМ делают их незаменимыми для использования в транспортных средствах, хотя стоимость двигателя на базе ТЭ типа РЕМ пока остается очень высокой (3000-8000 долл./кВт, включая собственно ТЭ, конвертер, электромотор и пр.). Это примерно в 100 раз выше стоимости обычного дизельного двигателя. Программы фирм, работающих в области разработки ТЭ типа РЕМ, предусматривают доведение стоимости водо-
родного двигателя до 50 долл./кВт к 2020-2030 гг., когда ожидается массовый переход на водородное топливо в транспортных системах.
Для стационарной энергетики наибольший интерес представляют ТЭ типа РЛРС, МСРС и БОРС.
ТЭ типа РЛРС уже имеют коммерческое предложение (например, система РС25С мощностью 200 кВт серийно выпускается компанией ОКБІ Согр.). В конце 1990-х годов в мире находилось в опытной эксплуатации более 275 таких установок. Стоимость систем этого типа составляет около 3000 долл./кВт. В ТЭ типа РЛРС в качестве электролита используется концентрированная фосфорная кислота и платиновые катализаторы на обоих электродах. Система работает при температурах 160-210°С, имеет КПД около 35-42% при работе на природном газе, реформинг которого осуществляется вне установки. При утилизации тепла эффективность ТЭ повышается до 80%. Система очень чувствительна к наличию окиси углерода в рабочей смеси, содержание которого не должно превышать 3-5% по объему. Вследствие повышенной рабочей температуры ТЭ типа РЛРС могут встраиваться в системы низкотемпературного теплоснабжения, например, для подогрева воды для бытовых нужд. По оценкам Электроэнергетического исследовательского института (ЕРЫ, США), капитальные затраты на установку мощностью 100 тыс. кВт могут составить около 1000 долл./кВт [8].
В ТЭ типа МСРС используются карбонаты лития или калия, находящиеся в керамической матрице. В отличие от других типов ТЭ в них дорогие платиновые катализаторы заменены более дешевыми никелевыми. Рабочая температура составляет 600-700оС, что позволяет конструктивно осуществлять реформинг углеводородов непосредственно в ТЭ. Высокие температуры процесса создают возможности для организации полноценного теплосъема при производстве пара или горячей воды. Эффективность этих ТЭ составляет 50-60%, а с учетом утилизации тепла может достигать 80% и более. Съем мощности с ТЭ типа МСРС является минимальным среди других типов и составляет всего 0,1-1,5 кВт/кв. м. Но указанный недостаток частично компенсируется относительно меньшей его стоимостью. Ожидается, что при массовом производстве удельные капиталовложения в ТЭ типа МСРС, работающие на природном газе, могут составить: 1355 долл./кВт для ТЭ мощностью 25 кВт (при роботизированной сборке), 1740 долл./кВт - для ТЭ с единичной мощностью 250 кВт, 1330 долл./кВт - при мощности 3,25 МВт, 600 долл./кВт - при мощности 100 МВт [9]. По другим оценкам, стоимость 100-мегаваттной установки будет составлять 2900 долл./кВт в случае внешнего реформинга газа, 2000 долл./кВт при внутреннем реформинге и 1700 долл./кВт, если к внутреннему реформингу будет добавлена внутренняя циркуляция топлива [10].
ТЭ типа БОРС представляет собой двухфазную систему (твердая фаза и газ) вместо трехфазной в других типах ТЭ, что упрощает и удешевляет конструкцию. Работают такие ТЭ при высоких температурах (1000оС). Большими преимуществами этого типа являются: отсутствие применения благородных металлов в качестве катализаторов; окись углерода, которая в других типах ТЭ отравляет катализаторы, здесь не является вредным компонентом. Это снижает требования к чистоте водорода, более жесткие в других типах ТЭ. Высокие рабочие температуры позволяют получать технологический пар, который может быть использован для генерирования электроэнергии в паровых турбинах или для других производственных нужд. Кроме того, высокая температура в ТЭ позволяет организовать реформинг углеводородов непосредственно внутри установки. Недостатком высокотемпературных ТЭ является длительное время выхода на рабочий режим (до 12 час.), что делает целесообразным их использование в стационарных системах энергоснабжения. ТЭ типа БОРС пока находятся в стадии разработки, но по имеющимся оценкам, стоимость такого типа ТЭ может быть доведена до 700-1000 долл./кВт [11]. Прогнози-
руется, что рынок ТЭ этого типа только в США может достичь к 2011 г. около 26 млн. кВт, из них более 15 млн. кВт - в бытовом секторе (1,5 млн. установок) и 8 млн. кВт - в сфере коммерческих потребителей (165 тыс.) [12].
Основным недостатком технологии использования ТЭ является высокая стоимость устройства. Между тем разработчики ТЭ смотрят в будущее с оптимизмом, основанием которого является значительное (в 10 раз) снижение стоимости ТЭ и повышение отдачи (в 12-15 раз) за последние 15 лет. Заметный прогресс в снижении стоимости ТЭ отмечен в последние годы, когда нижняя граница удельных затрат для коммерческих установок сократилась с 4000 долл./кВт в 2002 г. до 1600 долл./кВт в 2005 г. [13]. Анализ многочисленных публикаций по применению ТЭ показывает следующие пороговые значения их коммерциализации [14]:
Инвестиции в разработки и исследования ТЭ в последние годы превысили
1 млрд. долл. в год. Из них: в Японии - 315 млн. долл., США - 310 млн. долл., ЕС - 275 млн. долл., Республике Корея - 125 млн. долл., Китае - 40 млн. долл. [12]. При этом значительная часть ассигнований на научные исследования поступает из государственных источников.
В 2006 г. суммарное количество ТЭ в мире должно достичь около 800 ед. с установленной мощностью более 100 МВт. Только в 2005 г. было введено в эксплуатацию 80 установок мощностью 16 МВт, из них около 60 типа МСРС. Однако явно заметен сдвиг интересов к наиболее прогрессивным типам ТЭ. По данным обзора [15], усилия компаний - разработчиков ТЭ распределены следующим образом: РЕМ и БОРС - по 30%, РЛРС - 25%, МСРС - 15%. Около половины всех работ по ТЭ сосредоточены в США, свыше одной трети - в Японии и 15% - в ЕС.
Интерес к ТЭ определяется теми потенциальными преимуществами, которые они имеют перед традиционными энергетическими технологиями:
- ТЭ - практически чистый и надежный источник энергии, способный работать как в централизованных, так и в децентрализованных системах энергоснабжения, обеспечивая потребителей электроэнергией и теплом;
- большое разнообразие способов получения основного реагента (водорода) на основе как органических топлив, так и безуглеродных технологий (ядерной энергии и возобновляемых источников энергии);
- высокая эффективность процесса преобразования топлива в электроэнергию;
- возможность организации теплоснабжения потребителей на базе утилизированного тепла;
- практическое отсутствие шума;
- низкая рабочая температура и быстрый старт некоторых типов ТЭ делает их весьма перспективными для использования в качестве чистого источника энергии для транспортных средств, особенно учитывая двух-трехкратное увеличение КПД двигателя.
Одновременно нельзя недооценивать серьезные проблемы, требующие решения до того, как ТЭ станет массовой технологией. Это прежде всего снижение затрат собственно на ТЭ и инфраструктуру, необходимую для производства, хранения и транспорта водорода, которая значительно отличается от существующей в настоящее время.
В российских условиях ТЭ различной единичной мощности на первой стадии освоения могут найти широкое применение как источники автономного и, возможно, резервного электроснабжения. Основными факторами, которые будут определять использование ТЭ, являются соответствие их мощности уровням нагрузки и режимам
долл./кВт
Транспортные средства
Рассредоточенные системы энергоснабжения населения То же для коммерческих потребителей Стационарные электростанции
Портативные и микроустройства для электропитания
300-1500
1200-3000
1000-1500
5000-10000
50
потребления, конкурентоспособность по сравнению с существующими источниками энергоснабжения по удельным и абсолютным капиталовложениям и эксплуатационным издержкам, характеру и условиям организации снабжения потребителей.
ТЭ могут внести коренные изменения в систему энергоснабжения потребителей. В настоящее время делается ставка на централизованное энергоснабжение, сложившееся в прошлом столетии. Такого рода система позволяет заметно сократить издержки и повысить качество обеспечения потребителей энергией. Однако развитие централизованных систем связано с необходимостью транспортировки энергоносителей, что в конечном счете ведет к росту потерь энергии в этом сегменте энергетического производства. Особенно ощутимыми стали эти потери в системах теплоснабжения: потери тепла в них достигли 20-30% и более. В результате весь эффект централизации энергоснабжения (или его значительная часть) оказался утраченным. Поэтому вновь возникает интерес к децентрализованным системам энергоснабжения, позволяющим приблизить производство энергии к ее потребителям. Создание новых источников электрической и тепловой энергии с повышенными технико-экономическими показателями делает децентрализованные системы вполне конкурентоспособными не только в сельской местности, но и в условиях городской застройки.
С достаточной степенью уверенности уже сейчас можно выделить несколько энергоэкономических ниш, где в первую очередь могут появиться ТЭ.
Одной из них может стать автономное электроснабжение полностью электрифицированных домов децентрализованного энергоснабжения. Для такого дома на семью из четырех человек с площадью отапливаемого помещения 150 кв. м, в южной части страны (Краснодарский край и другие регионы) максимум электрической нагрузки составит примерно 16-18 кВт. При этом основное круглосуточное потребление в зимний период приходится на приборы отопления и холодильник-морозильник. Преимущественно в дневное время работает электроплита с установленной мощностью 8-10 кВт (при коэффициенте одновременного включения ее нагревателей 0,2-0,5), а также маломощные приборы и устройства хозяйственного и культурного назначения. В ночное время потребление электроэнергии и мощности приходится на работу аккумуляционного водоподогревателя емкостью 100 л для горячего водоснабжения, а также посудомоечной, стиральной и сушильной машин. Максимумы осветительной нагрузки наблюдается в утренние и вечерние часы [16].
Такое распределение нагрузок при условии, что в каждом отапливаемом помещении дома осуществляется регулирование температуры от минимальной (несколько выше температуры точки росы для недопущения отсыревания помещения при отсутствии людей) до комфортной при нахождении в нем людей позволяет иметь относительно невысокий совмещенный максимум электрической нагрузки при существенно полном насыщении такого домохозяйства электрифицированной техникой.
Можно предположить, что в индивидуальных домах на юге России достаточно иметь суммарную мощность ТЭ для автономного электроснабжения в 20-25 кВт в виде двух установок по 10 кВт каждый и одной резервной на 5 кВт. Эти оценки будут меняться в каждом конкретном случае как по основным, так и по резервному ТЭ. Годовое электропотребление дома составит 3200-3500 кВт-ч при примерном его распределении в весенне-летнем периоде в 500-600 кВт-ч и осенне-зимнем 2700-2900 кВт-ч. Оно существенно зависит от величины отопительной нагрузки зимой.
Размещение аналогичного полностью электрифицированного дома в средней и более северных широтах страны потребует существенного наращивания мощности топливных элементов из-за роста отопительной нагрузки. Однако если при отоплении будет использоваться какой-либо вид топлива, то годовое электропотребление может сократиться до 1200-1500 кВт-ч, а в случае подключения к сети газоснабже-
ния электропотребление еще больше уменьшится из-за возможного перевода на сетевой газ пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения от автономных автоматизированных теплогенераторов.
Большое разнообразие возможных комбинаций ТЭ с другими источниками энергоснабжения автономных домохозяйств позволяет населению иметь выбор в соответствии с их доходами и предпочтениями. Однако пока не представляется возможным оценить спрос на ТЭ в этой нише потребления.
Другая ниша для внедрения ТЭ представляет собой энергоснабжение временных автономных учреждений (торговли, питания и др.), особенно, - массово возникающих в зонах рекреации в летний период. Необходимая мощность ТЭ здесь составит от менее 1 кВт только для освещения до 10 и более кВт в случае необходимости в горячем водоснабжении, пищеприготовлении и сохранении продуктов.
Третья ниша включает отопление и освещение учреждений, особенно в сельской местности, которые работают с малой электрической нагрузкой в одну смену и неполную неделю (фельдшерские и ветеринарные пункты, аптеки, отделения связи и банков, библиотеки и др.). Уже имеется большой положительный опыт электрического отопления таких учреждений на Северо-Западе страны. Переход к ТЭ при обеспечении лучших экономических показателей, чем при снабжении электроэнергией от электрических сетей, может позволить иметь широкий спрос на ТЭ во всех регионах страны.
Из-за низкой надежности электроснабжения от сети необходимы резервные электрогенераторы на жидком топливе или газе для учреждений социальной сферы (больницы, детские сады и ясли и т.п.), связи и информатики, армейских командных пунктов, узлов связи, а также подразделений, имеющих бесперебойное электроснабжение, в том числе молочных ферм, птицефабрик и др.
Создание мини- и микротопливных элементов для электропитания компьютеров, мобильных телефонов, осветительных и других приборов вместо аккумуляторного энергоснабжения, при компактности и простоте замены, позволит достаточно быстро нарастить спрос на ТЭ и подготовить потребителей к широкому и разнообразному использованию их в стране.
Эффективность применения децентрализованных систем энергоснабжения зависит от трех факторов: стоимости энергии от централизованного источника, цены энергоресурсов, используемых для производства электро- и теплоэнергии в установках децентрализованного энергоснабжения, и стоимости технологии для децентрализованного энергоснабжения.
Энергетическая эффективность ТЭ в децентрализованию системах энергоснабжения. Ниже рассмотрены условия эффективного применения ТЭ, использующих природный газ в качестве источника водорода, в системах децентрализованного электро- и теплоснабжения.
Как известно, существующие технологии на базе газотурбинной установки (ГТУ) или газопоршневого двигателя (ГД), сжигающих природный газ в качестве топлива, с утилизацией тепла (мини ГТУ-ТЭЦ), могут также вполне успешно решать эту задачу. Для таких технологий достаточно хорошо известны техникоэкономические параметры, что позволяет на их основе надежно оценить параметры новой технологии на базе ТЭ, при которых она сможет конкурировать с традиционными технологиями энергоснабжения.
В качестве централизованной системы принята схема раздельного электро- и теплоснабжения: электроэнергия - от сети, а тепло - от централизованного источника (например, котельной).
Расчеты выполнены для объекта, потребляющего электрическую и тепловую энергию с соотношением максимумов электрической и тепловой нагрузок от 1:0,5
до 1:5. Характерными объектами этого класса могут быть крупные спортивные и торговые комплексы, жилые объекты, образовательные и офисные здания и т.п. Графики электрической и тепловой нагрузок имеют явно выраженную неравномерность потребления в суточном и сезонном разрезах. По климатическим условиям объект расположен в средней полосе европейской части страны.
Предполагается, что технология энергоснабжения на базе ТЭ может выйти на коммерческое использование после 2020 г. Для этого периода цены сетевой электроэнергии будут находиться в диапазоне от 5 до 15 ц/кВт-ч (с учетом затрат в распределение электроэнергии). Соответственно, цены природного газа будут составлять от 100 до 500 долл./1000 куб. м [17].
Удельные инвестиции в систему мини-ТЭЦ сегодня хорошо известны и составляют от 400 до 900 долл./кВт. Вряд ли существует большая вероятность, что эти оценки в течение предстоящих 20-25 лет сильно изменятся. Что касается ТЭ, то здесь ожидается значительный прорыв в снижении стоимости технологии. В представленных расчетах эти оценки приняты в размере от 100 до 1000 долл./кВт.
В табл. 2 приведены основные исходные параметры, принятые в модельных расчетах по сравнению с экономической эффективностью децентрализованных и централизованных систем энергоснабжения потребителей.
Таблица 2
Основные исходные параметры моделирования сравниваемых систем децентрализованного энергоснабжения
Параметр Децентрализованные системы комбинированного энергоснабжения Раздельная схема централизованного энергоснабжения
с ТЭ с мини-ТЭЦ на базе ГТ или ГД
Цена электроэнергии от энергосистемы, ц/кВт-ч Цена природного газа, долл./1000 куб. м от 5 до 15* от 100 до 500
Соотношения максимумов электрической и тепловой нагрузок от 1:0,5 до 1:5
Доля новой технологии в максимуме электрической нагрузки, % от 0 до 100
Потери электроэнергии в энергосистеме, % Потери тепла, % ся ся
Параметры установок: КПД производства электроэнергии, % КПД выработки тепла, % КПД конверсии метана, % Срок службы, лет Полные удельные капиталовложения у потребителя, долл./кВт(э)*** в том числе в основной агрегат 45 35 72 10 850-8500 100-1000 32 40-50 15 650-7500 400-900 49** 80 25 300****
Выбросы СО2 в энергосистеме, кг/кВт-ч 0 35*****
* Возврат электроэнергии в систему по цене 50% от покупной. ** Из расчета усредненной структуры производства электроэнергии в России в 2020-2030 гг. с учетом расходов энергоресурсов безуглеродными технологиями по физическому эквиваленту. *** Зависят от доли новой технологии в максимуме электрической нагрузки потребителя и стоимости основного агрегата; кВт(э) — единица измерения электрической мощности. **** Только стоимость котельной установки и распределения тепла до потребителя, долл./кВт(т) (затраты в энергосистему учтены в стоимости электроэнергии); кВт(т) — единица измерения тепловой мощности. ***** Рассчитано исходя из структуры генерирования электроэнергии в России в пер-иод 2020-2030 гг.
На рис. 1 показаны энергетические потоки в системах централизованного и децентрализованного энергоснабжения объекта, потребляющего электрическую и тепловую энергию.
Централизованная система по раздельной схеме энергоснабжения:
Потребители 1000 кВт(э) - макс -►
4,5 ГВтч
4 ГВтч
м газа Котельная 3000 кВт(т) - макс
установка 11,5 тыс. Гкал/год ■■■ Р ■■■ 10,3 тыс. Гкал/год
Децентрализованная система с топливным элементом:
600 кВт(э) Потребители
время)
Децентрализованная система с мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД:
600 кВт(э) Потребители
время)
Рис.1. Энергетический баланс системы электро- и теплоснабжения потребителей
Расходы энергии и мощности для условий рассматриваемого примера составляют: по электроэнергии - 4 ГВт-ч/год (пиковая мощность 1000 кВт(э)), по теплоэнергии -10,3 тыс. Гкал/год (пиковая мощность 3000 кВт(т)).
В случае централизованной системы энергоснабжения по раздельной схеме выработка электроэнергии на шинах электростанций должна составить почти 4,5 ГВт-ч/год (с учетом потерь в сетях 12%), а теплоэнергии почти 11,5 тыс. Гкал/год (также включая потери), на выработку которой в централизованном источнике тепла потребуется около 1790 тыс. куб. м газа.
В системе с ТЭ при оптимальной доле ТЭ, приблизительно равной 60% в максимуме нагрузки (см. ниже), потребуется ТЭ мощностью 600 кВт(э), что обеспечивает в годовом разрезе 5 ГВт-ч электроэнергии. Это количество электроэнергии распределяется на два потока: для удовлетворения нужд потребителя - 3,5 ГВт-ч и 1,5 ГВт-ч в виде поступлений в энергосистему, главным образом, в ночные часы, когда спрос потребителя на электроэнергию снижается. Такая конфигурация системы потребует дополнительной подачи электроэнергии из сети в зимний период в размере около 0,5 ГВт-ч. Одновременно с электрической энергией ТЭ рассматриваемой мощности может отдавать потребителю около 3,3 тыс. Гкал/год. Эта величина распределяется на две составляющие: 2,8 тыс. Гкал для удовлетворения тепловых нужд потребителя и 0,5 тыс. Гкал в виде потерь тепла в летнее время. Если имеется потребитель на летнее тепло (например, в виде холодильной установки или нагрева воды в бассейне для плавания), то эта величина может быть продана такому потребителю, что повышает экономическую эффективность рассматриваемой схемы с ТЭ. В системе с ТЭ суммарный расход природного газа на получение 345 т водорода и для сжигания в котельной составит около 3 млн. куб. м в год (1700 тыс. куб. м для ТЭ и 1285 тыс. куб. м в котельную установку).
В системе с мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД в части электроэнергии мини-ТЭЦ обеспечивает получение того же количества электроэнергии и отдачи ее потребителю и в энергосистему. Однако в силу особенностей технологии выработка тепла в этой схеме составляет почти 6,7 тыс. Гкал/год, из которых 5,2 тыс. Гкал идет потребителю, остальная часть - выбрасывается в атмосферу в летнее время или реализуется сторонним потребителям. В этой системе суммарный расход газа равен 2,6 млн. куб. м в год (1715 тыс. куб. м сжигается на мини-ТЭЦ и 880 тыс. куб. м в котельной установке).
Сопоставление децентрализованных технологий с централизованной показывает, что в определенном диапазоне величины участия в максимуме электрической нагрузки новые технологии могут оказаться более энергетически эффективными, чем в случае централизации энергоснабжения. Как показано на рис. 2, минимальный расход топлива в системе наблюдается при низких значениях мощностей новых технологий (для ТЭ до 30% и для мини-ТЭЦ до 40%). При этом для расчета расходов первичной энергии на выработку электроэнергии в энергосистеме были использованы результаты расчетов по прогнозам развития ТЭК страны до 2030 г. [18], согласно которым КПД выработки электроэнергии в среднем по стране к 2020-2030 гг. должен увеличиться до 45-50%. При таких допущениях новые технологии по энергетической эффективности проигрывают традиционным технологиям. В частности, для системы с ТЭ это наступает при доле ТЭ в максимуме нагрузке более 40%, а для мини-ТЭЦ - при доле более 60%.
Таким образом, новые технологии децентрализованного энергоснабжения, строго говоря, нельзя отнести к разряду энергосберегающих.
% 150 -і 140 130 120 110 100 90 80
10 20 30 40 50 60 70
% участия технологии в максимуме электрической нагрузки
0
Рис. 2. Суммарный расход энергоресурсов в децентрализованных системах по сравнению с централизованной системой по раздельной схеме (100%): --------------------топливный элемент; — мини-ТЭЦ
Сравнение схем энергоснабжения по экологическим параметрам. Рассматриваемые технологии по выбросам в окружающую среду во многом являются более предпочтительными по сравнению с централизованными системами. В частности, по выбросам углекислого газа новые технологии оказываются более чистыми. На рис. 3 приведено сравнение новых технологий децентрализованного энергоснабжения с раздельной схемой централизованного снабжения. Как видим, новые технологии в широком диапазоне значений параметров имеют выбросы углекислого газа значительно ниже, чем при централизованной системе. Для систем с ТЭ выбросы сокращаются на 20% в диапазоне мощностей от 20 до 60%, а для мини-ТЭЦ - на 30% при мощностях 50-60% от максимума спроса.
%
150 -| 140 -130 -120 -110 -100 -90 80
20 30 40 50 60 70 80 90
% участия технологии в максимуме электрической нагрузки
0
Рис. 3. Сопоставление выбросов СО2 в системах децентрализованного энергоснабжения по сравнению с централизованной раздельной системой, выбросы которой приняты за 100%, при соотношении максимальных электрических и тепловых нагрузок 1:3:
----топливный элемент; — мини-ТЭЦ
Что касается других загрязнений, то они в модели не рассматривались. Однако, по опубликованным данным, в системах энергоснабжения с ТЭ выбросы окислов азота (Nox) не превышают 1-5 ppm, окиси углерода (CO) - менее
2 ppm, при уровне шума 60 дБ(А), т.е. на уровне нормального разговора. Это допускает установку таких систем внутри зданий [19]. Для сравнения приводим
выбросы мини-ТЭЦ на базе ГТУ: NOx - 50-100 ppm, CO - до 75 ppm, уровень шума - около 80 дБ(А) [20]. Таким образом, негативное воздействие технологии ТЭ на окружающую среду оказывается во много раз меньше, чем конкурирующей с ней технологии мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД. Это обстоятельство особенно важно для децентрализованных систем энергоснабжения, которые располагаются в непосредственной близости от потребителей.
Экономические условия эффективного использования топливнъх элементов. При анализе экономической эффективности новых технологий децентрализованного энергоснабжения ставилась задача определения оптимальных параметров технологий на базе ТЭ и ГТУ (или ГД). Для этого проведены исследования влияния основных факторов, определяющих экономику процесса: доли участия технологии в обеспечении максимума нагрузки, стоимости сетевой электроэнергии и природного газа, а также соотношения электрической и тепловой нагрузок у потребителя. В качестве критерия оценки эффективности использован показатель срока окупаемости инвестиционных затрат у потребителя за счет экономии затрат при отказе от использования раздельной схемы энергоснабжения.
На рис. 4 показано влияние доли участия новых технологий в обеспечении максимума электрической нагрузки на срок окупаемости инвестиций. Для обоих вариантов рассмотрены два случая: 1) излишки летнего тепла выбрасываются в атмосферу, и 2) эти излишки реализуются по цене, равной себестоимости производства тепла на дополнительной котельной установке. Удельные затраты в новые технологии оценены по наиболее часто встречаемым в публикациях оценкам (ТЭ - 500 долл./кВт и мини-ТЭЦ - 650 долл./кВт). Цены сетевой электроэнергии и природного газа приняты на уровне ожидаемых в период 2020-2030 гг.: электроэнергия - 10 ц /кВт-ч, природный газ - 250 долл./1000 куб. м.
Расчеты показывают, что при увеличении мощности новых технологий срок окупаемости сокращается, достигая своего минимального значения при мощностях ТЭ около 60% в случае потери летнего тепла и 80%, когда летнее тепло продается на сторону. Для системы с ТЭ при стоимости ТЭ 500 долл./кВт трудно ожидать, что срок окупаемости инвестиций даже в случае продажи летнего тепла будет ниже пяти лет. При выбросах летнего тепла в атмосферу срок окупаемости увеличивается до семи лет и более.
Лет
Лет
10
10
б
в
4
4
в
б
2
2
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
% участия технологии в максимуме электрической нагрузки
Рис. 4. Зависимость срока окупаемости технологий децентрализованного энергоснабжения от доли участия в максимуме электрической нагрузки при соотношении максимальных электрических и тепловых нагрузок в размере 1:3:
— потери летнего тепла; — продажа летнего тепла
Для мини-ТЭЦ экономика выглядит более предпочтительной. В этом случае срок окупаемости составляет не более двух-трех лет при доле новой технологии свыше 50% (нижнее значение относится к ситуации с продажей летнего тепла).
Иначе говоря, технология мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД при усредненных значениях ожидаемых экономических параметров является более экономически эффективной (по крайней мере, в 2 раза). Учет экологического ущерба от выбросов в окружающую среду при использовании технологии мини-ТЭЦ может несколько изменить это соотношение, но вряд ли повысит экономическую привлекательность технологии.
Естественно полагать, что рост цены на сетевую электроэнергию и природный газ оказывают сильное влияние на выбор новых технологий. На рис. 5 приведены результаты оценки влияния стоимости сетевой электроэнергии и природного газа на сроки окупаемости систем децентрализованного энергоснабжения. Низкие цены на сетевую электроэнергию расширяют привлекательность раздельной схемы энергоснабжения. С другой стороны, низкие цены на природный газ увеличивают экономичность новых технологий. Графики на рис. 5 вновь подтверждают сделанный ранее вывод о более высокой экономической эффективности технологии на базе мини-ТЭЦ по сравнению с ТЭ.
Перспективные оценки удельных инвестиций в технологию с ТЭ практически неизвестны, однако интуитивно можно предположить, что они будут снижаться по мере дальнейшего совершенствования технологии и переходу к массовому производству. Существует ряд работ, в которых для стационарных устройств приводятся показатели 500-700 долл./кВт как целевая установка для коммерциализации ТЭ. Но за этими показателями вряд ли стоят серьезные обоснования возможностей снижения стоимости ТЭ за исключением того, что только при таких стоимостях ТЭ может начать конкурировать с другими технологиями. В качестве ближайшего конкурента ТЭ в системах децентрализованного энергоснабжения видится технология мини-ТЭЦ. Эта технология достаточно хорошо отработана в настоящее время, поэтому перспективные оценки стоимости энергоснабжения на базе мини-ТЭЦ являются гораздо более устойчивыми и надежными. Правомерно полагать, что стоимость мини-ТЭЦ будет находиться в диапазоне от 400 до 1000 долл./кВт. Такая оценка позволяет сопоставить предельные стоимости технологии на базе ТЭ при условии ее полной конкурентоспособности по сравнению с основным конкурентом.
Лет Лет
а) б)
Рис. 5. Зависимость срока окупаемости системы с ТЭ (а) и ГТУ-ТЭЦ (б) от стоимости газа и электроэнергии в случае потерь летнего тепла (1) и его реализации потребителям (2): -О- 5 ц/кВт-ч (1); -о-- 5 ц/кВт-ч (2);
—д— 10 ц/кВт-ч (1); —а— 10 ц/кВт-ч (2);
-о- 15 ц/кВт-ч (1); —о— 15 ц/кВт-ч (2)
На рис. 6 показаны результаты расчетов экономической эффективности сравниваемых технологий при различных соотношениях электрической и тепловой нагрузок потребителя и удельных стоимостях технологий. Прежде всего следует отметить, что в варианте с ТЭ наилучшие значения имеют показатели при соотношении максимумов электрической и тепловой нагрузок 1:1. При меньших и больших соотношениях экономические показатели технологии ухудшаются. Такая же картина наблюдается и в варианте с мини-ТЭЦ. Однако для этого случая минимум срока окупаемости наблюдается при соотношении нагрузок 1:2.
Лет
Лет
1:0,5 1:1
1:2
1:3 1:5
1:0,5 1:1
1:2 1:3
1:5
Соотношение электрической и тепловой нагрузок
а)
-О- 500 долл./кВт (1); -О-- 500 долл./кВт (2); -о- 100 долл./кВт (1); -о— 100 долл./кВт (2);
б)
-О- 1000 долл./кВт (1); --о-- 1000 долл./кВт (2); —а— 700 долл./кВт (1); —а— 700 долл./кВт (2); —о— 400 долл./кВт (1); --о-- 400 долл./кВт (2)
Рис. 6. Зависимость срока окупаемости системы с ТЭ (а) и ГТУ-ТЭЦ (б) от их стоимости при различном соотношении электрической и тепловой нагрузок в случае потерь летнего тепла (1) и его реализации потребителям (2)
Важный вывод из сравнения этих графиков состоит в том, что для полноценной конкуренции ТЭ с мини-ТЭЦ в системах децентрализованного энергоснабжения стоимость ТЭ, работающих на водороде, получаемом из природного газа, должна быть существенно ниже, чем это принимается обычно, т.е. не 500 долл./кВт, а не более 100 долл./кВт. Только в этом случае можно говорить об абсолютной конкурентоспособности систем на базе ТЭ. Однако, это существенно сужает область эффективного применения ТЭ и ставит более сложные цели при разработке технологии для массового применения.
* * *
Проведенный анализ показал, что в децентрализованных системах энергоснабжения ТЭ, ориентированные на использование природного газа, будут встречать серьезную конкуренцию со стороны мини-ТЭЦ на базе ГТУ или ГД. Для того, чтобы ТЭ получил массовое применение его стоимость должна быть снижена в перспективе, по меньшей мере, до 100 долл./кВт. Только в этом случае ТЭ может стать конкурентоспособной на рынке децентрализованных стационарных систем энергоснабжения. Вместе с тем, учитывая, что по экологическим показателям ТЭ оказывается во много раз более привлекательным, чем его конкурент, следует найти способы отражения этого преимущества в расчетах экономической эффективности, например, путем измерения социальных затрат, компенсирующих ущербы, возникающие от экологически вредных выбросов энергетических объектов в окружающую среду.
Несомненно, что водородная энергетика открывает путь в высокотехнологичное общество. Она основана на передовых достижениях физики, химии, материаловедения, т.е. тех отраслей знания, которые определяют профиль постиндустриально -го общества.
Литература
1. Стырикович М.А., Синяк Ю.В., Чернавский С.Я. Дальние перспективы развития энергетики. Достижения и перспективы // Энергетика. Топливо, Вып. 3. 1981.
2. Padro C.E.C., Hydrogen Basics, Los Alamos National Laboratory, First Annual International Hydrogen Energy Implementation Conference. Santa Fe, New Mexico. February 17, 2005.
3. Hydrogen as an energy carrier, Royal Belgian Academy Council of Applied Science, April 2006,
www.kvab.be/downloads/CAWET/Hydrogen_energycarrier.pdf.
4. Heydorn B., Frequently asked questions about hydrogen, fuel cells and the hydrogen economy, SRI Consulting Business Intelligence, March 31, 2005. http://www.sric-bi.com/consulting/briefings/FuelCellFAQ2005-03.pdf.
5. Simbeck D., Long-Term Technology Pathways to Stabilization of Greenhouse Gas Concentrations, Aspen Global Change Institute, Colorado, July 6-13, 2003.
6. The Hydrogen and Fuel Cell Investor. Table ofFuel Cell Types, www.h2fc.com/table.html.
7. Padro C.E.G., Putsche V. Survey of the Economics of Hydrogen Technologies, National Renewable Energy
Laboratory, NREL/TP-570-27079, September 1999.
8. Electric Power Research Institute (EPRI). Technical Brief: 2-MW Direct Carbonate Fuel Cell Demonstration, EPRI-TB-105733, October 1995.
9. Mugerwa M.N., Blomen L.J.M.J. Fuel Cell System Economics, Fuel Cell Systems, ed/ Blomen and Mugerwa. N.Y.: Plenum Press. 1993.
10. Bohme O., Haus U., Leidlich F., Salge H., Wendt H. Process Engineering and Cost Estimation ofMCFC Power Plants, 1994 Fuel Cell Seminar, Program and Abstracts.
11. Gas Research Institute (GRI). GRI/EPRI Unite to Commercialize Advanced Fuel Cells for Power Systems, February 25, 1999.
12. Jollie D. and Adamson K.-A., Fuel Cell and Hydrogen Activity: Europe and USA, FC Expo, Tokyo, Japan, Jan. 25, 2006, www.fuelcelltoday.com
13. White Paper Summary of Interviews with Stationary Fuel Cell Manufacturers, Aug. 2002, stationaryfuel-cells.org/DOCUMENTS/PDFdocs/Summary_InterviewsAug2002.pdf
14. Fuel Cells. Renewable energy Policy Project, Oct. 2002, www.repp.org/hydrogen/index.html
15. Adamson K.-A., Fuel Cell Market Survey: Large Stationary Applications 2006, Oct.2, 2006,
www.fuelcelltoday.com
16. Семикашев В.В., Потребление и затраты на электроэнергию в полностью электрифицированном доме (зарубежный опыт), ”Электрика”, № 3, 2006.
17. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Макрорегиональный прогноз долгосрочного развития топливно-энергетического комплекса России //Пространственная экономика, № 1, 2005.
18. Синяк Ю.В., Некрасов А.С., Развитие энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе. Материалы Открытого семинара "Экономические проблемы энергетического комплекса”. 63-е заседание, 27 сентября 2005, М.: ИНПРАН, 2006.
19. Бродач М.М., Шилкин Н.В., Использование топливных элементов для энергоснабжения зданий, часть 2, www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=2404&version=print.
20. ФГУП «ММПП «САЛЮТ». Промышленные ГТУ, www.salut.ru/output_prom_gtu.html.
